Организация эксплуатации электрических распределительных сетей
Главным структурным подразделением, занимающимся эксплуатацией электрических сетей, является предприятие электрических сетей (ПЭС) , которое выполняет работы по реконструкции и строительству новых подстанций и линий, а также ремонтно-эксплуатационное обслуживание существующих объектов.
В эксплуатационные мероприятия входят: ревизия и осмотры оборудования, техническое обслуживание и ремонт.
Все работы по обслуживанию и ремонту электрических сетей ведутся в соответствии с действующей системой планово-предупредительных ремонтов. С этой целью составляются перспективный, годовой и месячный планы.
Предприятие электрических сетей обслуживает 8 — 16 тыс. условных единиц в радиусе 70 — 100 км (за одну условную единицу при эксплуатации электрических сетей принимаются трудозатраты на обслуживание одного километра воздушной одноцепной линии электропередачи напряжением 110 кВ на металлических или железобетонных опорах).
Предприятие электрических сетей имеет в своем составе следующие подразделения: районы электрических сетей (РЭС), службы и отделы.
Районы электрических сетей (РЭС) входят в состав ПЭС и создаются обычно в границах одного административного района. РЭС располагает необходимыми правами и возможностями для решения в масштабах района текущих вопросов электроснабжения потребителей и разработки перспективных планов.
Объем сетей, эксплуатируемых РЭС, составляет от 2 до 9 тыс. условных единиц. Персонал РЭС занимается обслуживанием линий электропередачи 0,38, 10 кВ и трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ, а в ряде случаев линий 35, 110 кВ и трансформаторных подстанций с более высокими ступенями напряжения.
Район электрических сетей выполняет следующие работы:
техническое обслуживание, ремонт и реконструкцию электрических сетей;
оперативно-диспетчерское управление сетями;
ликвидацию нарушений в работе электроустановок;
планирование работ по обслуживанию электрических сетей;
повышение надежности, модернизацию электроустановок;
совершенствование схем электроснабжения потребителей;
проведение разъяснительной работы по рациональному и экономному расходованию электрической энергии, охране электрических сетей и т. д.
Производственные функции энергоснабжающей организации (РЭС) заключаются:
в отпуске потребителям электроэнергии в пределах годовых, квартальных и месячных планов (лимитов) в утвержденном порядке;
технической эксплуатации электроустановок, находящихся на их балансе;
контроле за правильным расходованием электроэнергии;
проведении строительства, капитального ремонта и реконструкции сетей.
Наряду с основной функцией по качественному и бесперебойному электроснабжению сельскохозяйственных потребителей электросетевые предприятия оказывают организационно-техническую помощь электротехническим службам предприятий в эксплуатации электрооборудования, по вопросам подготовки и повышения квалификации кадров, разъяснения среди населения мер безопасности и правил пользования электроэнергией.
Служба ПЭС — специализированное подразделение, централизованно выполняющее производственные функции (например, служба подстанций — эксплуатацию и оперативное обслуживание трансформаторных подстанций 35 кВ и выше).
Отдел ПЭС — подразделение, выполняющее определенные функции управления предприятием (например, финансовый отдел, отдел кадров и др.).
В составе РЭС организуются эксплуатационные участки. Количество и структурный состав участков зависит от объема работ, конфигурации сетей и их плотности, состояния дорог и других эксплуатационных факторов. Обычно участок создают для обслуживания до 1,5 тыс. условных единиц в радиусе до 30 км.
На ремонтно-производственных базах размещаются ремонтно-механизированные станции, которые выполняют эксплуатационные и ремонтные работы на воздушных линиях. Для этого станции оснащены специальными линейными машинами, механизмами и транспортными средствами в соответствии с существующими нормами. Машины и механизмы закреплены за предприятием электрических сетей, его районами и даже участками.
Обслуживание электрических сетей проводит постоянный дежурный персонал, оперативно-выездные бригады, дежурные на дому, электромонтеры эксплуатационных подразделений.
На трансформаторных подстанциях 330 кВ и выше или выделенных в качестве базовых постоянно дежурит персонал, который осуществляет оперативное управление остальными подстанциями.
Оперативно-выездные бригады являются основной формой обслуживания электрических сетей. При этом требуется меньшее количество персонала. Бригады обслуживают закрепленные за ними трансформаторные подстанции до 110 кВ, распределительные сети 0,38 — 20 кВ по заранее разработанному графику, заявкам и в аварийных случаях.
В оперативно-выездную бригаду входят 2 — 3 человека (электромонтер или дежурный техник и шофер с квалификацией электромонтера). Одна бригада обслуживает до 400 км линий напряжением до 20 кВ и до 50 сетевых трансформаторных подстанций. Весь оперативный автотранспорт оборудован автомобильными радиостанциями, обеспечивающими надежную связь с РЭС и их диспетчерами.
В целях повышения оперативности управления электрическими сетями на отдельных трансформаторных подстанциях напряжением 35 и 110 кВ организуется дежурство на дому. Дежурному персоналу вблизи трансформаторной подстанции сооружается жилой дом, который оборудуют сигнализацией о нарушениях на подстанции. Продолжительность дежурства на дому длится обычно одни сутки.
В ряде энергосистем электромонтеры электротехнических служб сельскохозяйственных предприятий имеют право устранять неисправности в воздушных линиях электропередачи 0,38 кВ на территории хозяйства. Для этого они имеют ключ от щита низкого напряжения трансформаторной подстанции и могут производить соответствующие переключения. Такая система способствует сокращению времени на ликвидацию аварий.
Широкое применение при организации эксплуатации сетей получили автоматизированные системы управления, которые решают комплекс вопросов организационно-экономического и оперативно-диспетчерского управления. Основными задачами таких систем являются планирование, учет и управление ремонтно-эксплуатационным обслуживанием сетей, оценка качества труда на всех уровнях управления, оперативный контроль состояния сетей.
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:
Источник
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ
ГЛАВА ПЕРВАЯ
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И СЕТЕЙ
ОСОБЕННОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРОИЗВОДСТВА
Энергетическое производство охватывает широкую совокупность процессов, связанных с использованием энергетических ресурсов, производством и распределением электрической энергии и теплоты. Ведущим звеном энергетического производства является электроэнергетика. Предприятиями, преобразующими энергетические ресурсы и вырабатывающими электрическую энергию и теплоту, являются электрические станции.
В качестве энергетических ресурсов на электростанциях СССР используются угли, торф, горючие сланцы, нефть, природный газ, механическая энергия рек, энергия расщепления атомов химических элементов и др. В зависимости от вида используемой энергии электростанции разделяют на тепловые (конденсационные КЭС и теплоэлектроцентрали ТЭЦ), гидравлические ГЭС и атомные АЭС. Производство электрической энергии в нашей стране базируется главным образом на работе тепловых электростанций 1 (вырабатывающих более 80 % электроэнергии) и гидроэлектростанций. Роль атомных электростанций в общем балансе производства электроэнергии резко возрастет в ближайшие годы. На XXVI съезде КПСС отмечалось, что «в 1981—1985 годах на атомных и гидроэлектростанциях ндмечено получить более 70 процентов прироста выработки электроэнергии, а в европейской части страны — почти весь прирост ее производства».
Выработанная станциями электрическая энергия передается потребителям по электрической сети. Станции, электроприемники и связывающие их электрические сети участвуют в общем технологическом процессе превращения энергии из одной формы в другую.
Отличительными особенностями электроэнергетического производства являются: совпадение во времени выработки электроэнергии и ее потребления, непрерывность и автоматическое протекание всего технологического про-
1 В перспективе их доля будет снижаться за счет развития атомной энергетики.
цесса; тесная связь электроэнергетических предприятий с промышленностью, транспортом, сельским и коммунальным хозяйством.
Совпадение во времени процессов производства и потребления электрической энергии требует постоянного поддержания равенства между суммарной генерируемой и потребляемой мощностями. Небаланс между этими величинами невозможен. Поэтому выработка электроэнергии в каждый отрезок времени производится в размерах фактического потребления.
Непрерывность технологического процесса приводит к полной зависимости режимов работы всех энергетических установок: вырабатывающих, распределяющих и преобразующих электрическую энергию. Такой согласованности между отдельными стадиями процесса нет ни в одной другой отрасли промышленности. На заводах и фабриках полуфабрикаты и готовую продукцию можно временно накапливать на складах, уменьшая тем самым зависимость между отдельными звеньями производства. В электроэнергетическом производстве нет складов готовой продукции из-за отсутствия достаточно мощных средств ее аккумулирования. Реализовать электроэнергию можно, только отпуская ее потребителям, присоединенным к электрической сети. Поэтому всякое изменение режима производства электроэнергии автоматически отражается на ее распределении и дальнейшем преобразовании. В равной мере и изменение режима потребления практически мгновенно влияет на выработку электроэнергии.
Тесная связь электроэнергетических предприятий с потребителями электрической энергии определяет также необходимость обеспечения бесперебойности и высокого уровня надежности электроснабжения потребителей. Развитие электроэнергетического производства не должно ни при каких обстоятельствах сдерживать развитие других отраслей народного хозяйства. Это значит, что темпы его развития должны быть опережающими.
ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЕ ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ОБЪЕДИНЕННЫМИ ЭНЕРГОСИСТЕМАМИ
Основной задачей диспетчерского управления объединенными энергосистемами является наиболее полное использование преимуществ их параллельной работы. В известной мере это связано с подчинением местных интересов общим интересам народного хозяйства. Для реализации поставленной задачи в СССР создана централизованная многоступенчатая структура диспетчерского управления в виде следующих ступеней:
Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР (ЦДУ ЕЭС СССР);
Объединенные диспетчерские управления объединенных энергосистем (ОДУ ОЭС);
диспетчерские службы районных энергосистем.
Оперативное руководство параллельной работой объединенных энергосистем осуществляется диспетчерами соответствующих объединений через подчиненных им в оперативном отношении диспетчеров энергосистем. Вся система оперативного управления объединенными энергосистемами основана на четкой регламентации функций и ответственности дежурного персонала.
В соответствии с приведенной структурой высшая ступень — ЦДУ ЕЭС СССР — ведет режим и управляет параллельной работой всех входящих в нее объединенных энергосистем. Среднее звено — ОДУ ОЭС — координирует работу входящих в ОЭС энергосистем в части оперативного планирования выработки электроэнергии, создания оптимального режима работы и схем электрических соединений основной сети, проведения ремонтов оборудования и т. д.
График нагрузок объединенной энергосистемы составляется на основе единого энергобаланса объединения, т. е. соотношения между потребностью в электроэнергии и средствами, необходимыми для ее удовлетворения.
Регулирование частоты производится в целом по объединенной энергосистеме, поскольку частота в нормальном режиме изменяется одинаково во всех точках сети, соединенных между собой. Поддержание среднего значения частоты и ограничение допустимыми пределами перетока мощности по межсистемным связям осуществляются комплексными автоматическими устройствами.
Многие вопросы диспетчерская служба высшей ступени решает в тесном контакте с ОДУ ОЭС и диспетчерскими службами районных
энергосистем. К числу таких вопросов относятся разработки годовых, сезонных и месячных балансов мощности и энергии всего объединения, эксплуатационных схем и режимов работы основных сетей, согласовав ние ремонтов основного оборудования и т. п.
ПЛАНОВО-ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫЙ РЕМОНТ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Вопросы для повторения
1. В каких направлениях организуется эксплуатация энергосистем’
2. Выполнение каких требований является обязательным для эксплуатационного и ремонтного персонала электрических станций и сетей?
3. Какой принцип положен в основу организации диспетчерского управления энергосистем?
4. В чем заключается эффективность объединения энергосистем на параллельную работу?
5. Что такое планово-предупредительный ремонт электрооборудования и как он проводится?
ГЛАВА ВТОРАЯ
НАГРЕВАНИЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
При работе электрических машин, трансформаторов, аппаратов, проводов, кабелей и другого оборудования возникают потери энергии, превращающиеся в конечном счете в теплоту. Теплота повышает температуру обмоток, активной стали, контактных соединений, конструктивных деталей и одновременно рассеивается в окружающую среду. Нагревание оборудования ограничивает его мощность и является главной причиной старения изоляции. По нагрево-стойкости, т. е. по способности выдерживать повышение температуры без повреждения и ухудшения характеристик, применяемые в электрических машинах, трансформаторах и аппаратах электроизоляционные материалы разделены согласно ГОСТ 8865-70 на классы. Ниже даются обозначения классов, указываются предельные температуры и кратко характеризуются основные группы изоляционных материалов, относящихся к данному классу:
температура, °С . . . . 90 105 120 130 155 180 Свыше 180
Примечание. Класс Y — волокнистые материалы из целлюлозы, хлопка и натурального шелка, не пропитанные и не погруженные в жидкий электроизоляционный материал.
Класс А — волокнистые материалы из целлюлозы, хлопка или натурального и искусственного шелка, в рабочем состоянии пропитанные или погруженные в жидкий электроизоляционный материал.
Класс Е — синтетические органические материалы (пленки, волокна, смолы, компаунды и др.).
Класс В — материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые с органическими связующими и пропитывающими составами.
Класс F — материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые в сочетании с синтетическими связующими и пропитывающими составами.
Класс Н — материалы на основе слюды, асбеста и стекловолокна, применяемые в сочетании с кремнийорганическими связующими и пропитывающими составами, кремнийорганические эластомеры.
Класс С — слюда, керамические материалы, стекло, кварц или их комбинации, применяемые без связующих или с неорганическими и элементоорганически-ми составами.
Если температура выдерживается в пределах, соответствующих данному классу изоляции, то обеспечивается нормальный срок службы оборудования (15—20 лет). Форсированные режимы сокращают нормальные сроки, и, наоборот, систематические недогрузки приводят к недоиспользованию материалов: оборудование морально устаревает и возникает необходимость в его замене раньше, чем износится изоляция. Таким образом, экономически нецелесообразны как слишком малые, так и большие (по сравнению с нормальными) сроки службы. Государственными стандартами предписывается поддержание в установившихся режимах работы оборудования следующих предельных значений температур. У генераторов с изоляцией класса В в зависимости от применяемого метода измерений температуры, системы охлаждения (косвенная или непосредственная), давления водорода и других факторов температура для обмоток ротора равна 100—130 °С, для обмоток статора 105—120 °С. Ограничение максимальных температур обмоток машин объясняется возможностью появления местных перегревов, а также условиями работы пропиточного компаунда, температура размягчения которого 105— 110°С. У трансформаторов и автотрансформаторов нормы установлены с таким расчетом, чтобы средняя предельная температура обмоток в наиболее жаркое время года не поднималась выше 105—110 °С. В соответствии с этим допустимое превышение температуры отдельных частей трансформатора над температурой охлаждающей среды ограничено следующими пределами: обмотки 65 °С, поверхности магнитопровода и конструктивных элементов 75°С. Превышение температуры верхних слоев масла при среднесуточной температуре охлаждающего воздуха 30 °С и воды у входа в охладитель 25 °С при системах охлаждения М и Д — 65 и при системах ДЦ и Ц — 45 °С.
Старение изоляции. С вопросом нагревостойкости электроизоляционных материалов связан вопрос старения изоляции, т. е. изменения ее структуры, развития местных дефектов, понижения электрической и механической прочности. Старение изоляции наиболее интенсивно идет под действием высоких температур. Аналитически зависимость среднего срока службы изоляции от температуры выражается формулой
где N— срок службы, лет; А — постоянная, равная сроку службы изоляции при температуре 0°С; а — коэффициент,
равный 0,П2; ft— температура, при которой работает изоляция, °С.
Нормальному суточному износу изоляции трансформатора соответствует постоянная в течение суток температура наиболее нагретой точки обмотки 98°С. При повышении температуры обмотки сверх указанной на каждые 6°С срок
Таблица 2.1. Допустимые температуры нагрева токоведущих частей аппаратов, °С
| Части аппаратов и КРУ | Наибольшая температура нагрева, °С | Превышение температуры над температурой окружающего воздуха, °С | ||
| в воздухе | в масле | в воздухе | в масле | |
| Токоведущие (за исключением контактных соединений) и нетоковеду-щие металлические части: неизолированные и не соприкасающиеся с изоляционными материалами соприкасающиеся с трансформаторным маслом Контактные соединения из меди, алюминия или их сплавов (соединения болтами, винтами, заклепками и другими способами, обеспечивающими жесткость): без покрытия с покрытием оловом с гальваническим покрытием серебром | 80 90 105 | 80 90 90 | 45 55 70 | 45 55 55 |
возможного использования изоляции сокращается вдвое. Эту зависимость называют шестиградусным правилом.
Нормы нагрева токоведущих частей аппаратов (выключателей, разъединителей, отделителей, токоограничиваю-щих реакторов, проходных изоляторов, трансформаторов тока и пр.) установлены ГОСТ 8024-69 и приведены в табл. 2.1. Расчетная температура окружающего воздуха принята + 35 °С.
Температура элементов аппарата при длительной нагрузке складывается из температуры окружающей среды t>0 и превышения температуры т, т. е. f> = #0+t.
2.2.УСТАНОВИВШИЙСЯ ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ ТРАНСФОРМАТОРА
При неизменной нагрузке и температуре окружающего воздуха такой режим характеризуется постоянством температуры трансформатора и отдельных его частей. Практически он наступает через 7—18 ч после включения трансформатора под нагрузку. К этому времени наступает равновесное состояние: теплота, выделившаяся в трансформаторе за время At, полностью передается его поверхностью окружающему воздуху и превышение температуры трансформатора над температурой окружающего воздуха становится неизменным.
Полные потери мощности в трансформаторе Р складываются из потерь КЗ Рк, возрастающих пропорционально квадрату тока нагрузки, и потерь холостого хода (XX) Ро, примерно пропорциональных квадрату магнитной индукции в стали. Полные потери, Вт, и установившееся превышение температуры трансформатора туст над температурой окружающей среды связаны соотношением
где Р — коэффициент теплоотдачи или количество теплоты, отдаваемой в единицу времени 1 м 2 поверхности при превышении температуры на 1 °С; F — поверхность охлаждения трансформатора, м 2 .
Таким образом, превышение температуры в установившемся режиме прямо пропорционально потерям в трансформаторе и обратно пропорционально коэффициенту теплоотдачи и площади поверхности охлаждения.
2.3.НЕУСТАНОВИВШИЙСЯ ТЕПЛОВОЙ РЕЖИМ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
При изменении нагрузки трансформатора изменяются потери Р и превышение температуры т. Перегрузка трансформатора допускается в течение времени, за которое превышение температуры возрастет от значения т0 до предельно допустимого значения в номинальном режиме Туст.ном. Рассмотрим работу трансформатора при двухступенчатом графике нагрузки (рис. 2.1). Допустим, что трансформатор был недогружен, т. е. его начальное состояние определялось отношением токов ///яом =
= /Со 1 и осталась постоянной. Из графика видно, что на второй ступени превышение температуры возрастает и стремится к установившемуся значению туСт>туст,ном. Такое превышение допускать нельзя, и трансформатор следует разгрузить по истечении времени ¥. Значение /’ мож>
Рис. 2.1. Двухступенчатый график нагрузки трансформатора (а) и превышение температуры трансформатора над температурой охлаждающей среды (б):
/ — кривая превышения температуры при увеличении нагрузки в точке А; 2 — кривая превышения температуры при понижении нагрузки в точке Б
но определить аналитически исходя из дифференциального уравнения нагревания и охлаждения однородного тела
где t — время; с — удельная теплоемкость тела, Вт-с/(кг-°С); G — масса тела, кг; т — превышение температуры тела над температурой окружающей среды в момент t, « С.
Уравнение (2.2) применимо к трансформатору, если его рассматривать как однородное тело. Из уравнения следует, что при dx—Q установившийся режим соответствует рассмотренному в § 2.2. Превышение температуры тела в установившемся состоянии пропорционально количеству выделяемой теплоты.
Если предположить, что теплоотдача отсутствует, то второе слагаемое уравнения (2.2) должно быть равно нулю и уравнение примет вид
т. е. превышение температуры пропорционально времени.
Если трансформатор не разгружать, то температура его будет возрастать и при ^=4,6 Т наступит установившийся режим, при котором т=тУст (рис. 2.1, кривая /). Если в точке Б нагрузку уменьшить до значения Кз
Источник
